截至11月6日，风城油田作业区稠油日产油量5946吨，较去年同比提升1022吨；油汽比0.109，较去年同比提高0.01，稳产增效成果得到积极体现。

风城油田作业区稠油开发历经10余年，已形成蒸汽吞吐、驱泄复合、双水平井SAGD三种开发模式，目前产量占比达80%。受热采影响，稠油单位能耗高，约为稀油的35倍，在“双碳”目标和提质增效大背景下，亟需降碳提效，提高稠油开发效益。

该作业区遵循稠油开发“最大程度提高能量转换效率、最大限度减少全流程热损失、最大可能将热量作用于油藏、最大范围提高能量波及体积、持续基于低耗方式升级产量结构、坚持以水治汽”6种思想，围绕“开发方式转变、油藏平面剖面综合治理、全流程热能损失综合治理、余热综合利用”4个方向，开展提高油汽比专项工程，多点发力，确保稠油热采全过程、全环节实现低碳、低能耗、低成本、高质量发展。

致力转变开发方式，升级优化产量结构。今年以来，该作业区科研人员深入研究驱泄复合开发机理，定期开展驱泄复合生产例会，制定、优化调控策略。针对汽腔形成井组，以注采井连通判断为基础，对弱连通井点实施吞吐引效，汽窜井点降低注汽速度，促使蒸汽腔形成；针对汽腔扩展井组，以Sub-cool10—20℃为核心，实施注采参数优化，确保蒸汽腔均衡发育。同时，科研人员每周深入现场进行生产数据核查，保证生产数据的真实性及调控的有效性，实现单井组产油水平由4吨提升至8吨，油汽比由0.11提升至0.2以上，转驱效果显著。

突出油藏平面剖面综合治理，深度动用层间、层内储量。该作业区以提高蒸汽波及体积、储量动用为核心，部署实施了一系列措施提高平剖面动用程度。其中，采取集中注汽模式让注汽井点由单一分散转变为区域集中，有效改变蒸汽推进方向，扩大蒸汽波及体积，提高油层动用程度；开展多介质辅助热采措施补充地层能量，解决蒸汽吞吐后期生产效果变差和蒸汽驱早期低产期过长的问题，有效提高了老区低产井原油产量；推进SAGD吞吐扩腔措施，改变传统双水平井SAGD恒压同步注采生产模式，解决扩腔和汽窜的生产矛盾，有效提高蒸汽波及体积和蒸汽热利用率。

抓实全流程热能损失综合治理，多举措实现消减管控。该作业区通过深度除硅、软化器工艺改造、安装自清洗过滤装置等举措，降低非计划停炉率，提高蒸汽质量；通过安装烟气冷凝装置、喷涂红外线反射涂料等措施，提高锅炉热效率；利用热成像仪对稠油全区199公里注汽管线进行破损检测，并积极推广纳米气凝胶保温技术，以降低管线热损失；开展井筒隔热提效，对油藏埋深超过400米、粘度大于10000厘泊的吞吐井，下入隔热油管注采一体化管柱，平均轮生产时间较相邻平式油管井延长18天，油汽比提高0.01。

加大余热综合利用，助力实现节能降碳。该作业区着力开展锅炉泵前、泵后2种换热模式水温提升试验，重18SAGD5-3#泵前换热水由80℃提升至145℃左右；攻关伴生气脱碳技术，将掺烧天然气净化为商品气，将二氧化碳资源化，实现稠油伴生气回收利用；推行循环预热液井口分离蒸汽再利用、采出液余热辅助碳捕集、采出液ORC发电等一系列“绿色”举措，将SAGD采出液余热充分利用。

下一步，风城油田作业区将持续以精细管理为核心，进一步强化技术支撑，坚决打赢稠油增产提效攻坚战。